秦皇岛32-6油田南部nm

秦皇岛32-6油田南部nm

秦皇岛32-6油田位于渤海中部海域。这是一个复杂的稠密油田，结构范围相对较慢，原油地质储量超过10.108吨。秦皇岛32-6油田分为北区、南区、西区3个区块进行开采,南区包括C、D两个生产平台,于2002年5月投产。南区的主力储层是NmⅠ,占南区储量的40.9%。目前南区生产形势稳定,截至2007年5月,共有生产井55口,综合含水率61.8%。1油气藏水处理研究从南区的储层物性来看,Nm0油组的渗透率为2239×10-3μm2,NmⅠ油组的渗透率为3255×10-3μm2;从储量基础来看,Nm0油组地质储量占南区储量的4.37%,NmⅠ油组地质储量占南区储量的44.19%,NmⅠ油组是南区最大的主力油组。2006年1月—2007年1月,秦皇岛32-6油田南区总共进行了6口生产井的产液剖面测试和6口注水井的吸水剖面测试。这6口生产井分别包括了南区构造高部位和构造低部位的生产井,具有一定的代表性。以C24生产井为例,含水率已高达98%(见图1)。根据产吸剖面测试资料,Nm0油组的产液强度和吸水强度都远远大于NmⅠ油组(见表1、表2),这与整个南区的储层物性和储量基础相矛盾。2单井区域注入水对nm0油组的控制针对产液和吸水强度与南区储层物性、储量的矛盾,对产液剖面和吸水剖面进行了具体分析。统计秦皇岛32-6油田南区C、D平台从投产到2004年5月(转注前)的单井月产量数据,将这些单井的月产量数据分别精细劈分到Nm0小层的主力单砂体Nm032砂体和NmⅠ小层的主力单砂体NmⅠ39砂体。单井劈分的方法是:对于有产液剖面测试数据的单井,依据单井产液剖面的百分比进行劈分;对于没有产液剖面测试数据的单井,根据射孔数据表中的有效渗透率K和有效垂直厚度H计算其劈分系数,先将单井产液量劈分到各个防砂段,然后再根据各小层的K和H计算的劈分系数分别劈分到Nm032和NmⅠ39单砂体。在这个过程中,要结合各单井的生产动态和开关防砂段的情况,对于在一个时间段里面关闭的防砂段,该防砂段劈分的产液量就为0。从Nm032和NmⅠ39砂体的采出情况来看,Nm032砂体的地质储量比NmⅠ39砂体小得多,但是从各单砂体的相对产出采出程度来看,Nm032砂体为9.45%,NmⅠ39砂体为6.23%,所以Nm0油组的相对亏空要大于NmⅠ油组,Nm0油组的压降也要大于NmⅠ油组(见表3)。因此,推断注水初期注入水会沿着压降大的产层突进,导致大部分注入水注到了Nm0油组。注水开发3a后,截至2007年3月,按上述方法劈分计算各单砂体的累积产出液量和累积注入水量(见表4、表5),相对于单砂体的原油地质储量来说,Nm032砂体的吸水量大,产出液量也大,并且产出液量主要以产水为主,因此推断,南区注入水在Nm0油组存在水窜,形成了注入水的无效循环。分析注入水在Nm0油组突破的主要原因是:Nm032砂体的分布范围比NmⅠ39砂体小,另外海上丛式井的钻井轨迹具有“井越深井距越大”的特点,Nm0油组的井距比NmⅠ油组小,因此注入水在Nm0油组突破的速度会更快,见水会更早。3产吸段的应用3.1安全生产曲线的检验用油藏数值模拟方法对C24井Nm032小层的剩余油饱和度分布进行了拟合(见图2),从图2来看,结合产液剖面和吸水剖面分析,推断C24井Nm032小层的水主要来自于周边的注水井D16。由于其他防砂段砂埋的原因,D16井只注Nm0油组,于是Nm0油组的注入水很快就突进到C24井,形成了注入水的无效循环。基于这样的推断,在2006年5月,关闭了C24井的Nm0油组,从C24井的生产曲线来看,取得了较好的增油效果。主要是由于D16井的注入水在Nm0油组突破以后,关闭Nm0油组,可以减少产层之间的层间干扰,提高南区主力油组NmⅠ的动用程度。3.2注采动态分析根据对产液剖面和吸水剖面的推断,秦皇岛32-6油田南区的注入水在Nm0油组存在水窜,形成了注入水的无效循环,因此需要对南区的注采层位进行调整,于是在数模里进行了2种方案的对比,方案一是维持目前的注采井网,6口注水井全部笼统注水;方案二是将6口注水井全部单注NmⅠ油组。方案二设计的基础同时也遵循了实际生产动态,南区生产井总数55口,从投产初期起就有较多的生产井见水,通过多次的卡水作业推断,南区的Nm0油组是主要的出水层位,所以在生产过程中,大部分井的Nm0油组已经被陆续关闭,目前Nm0在生产的井数只有16口。为避免注入水在Nm0油组的无效循环,方案二设计单注NmⅠ油组。数模结果显示,单注NmⅠ油组效果比较理想(见表6)。4地层水有关2-31)通过对产液剖面和吸水剖面的分析,将投产至转注期间的产液量精细劈分到各单砂体,得出在主力单砂体上,Nm032砂体的相对采出百分比大于NmⅠ39砂体,地层相对亏空较大,导致大部分水都注到了Nm0油组。转注后,Nm0